Métrica de acompanhamento contribui para manter competitividade
A Petrobras vai manter o prazo de cálculo anual da paridade internacional de preços dos combustíveis, adotado em fevereiro deste ano em substituição ao prazo anterior de três meses, mas isso não significa que a empresa deixará de olhar, no dia a dia, a defasagem de preços em relação ao mercado, afirmou o diretor de Comercialização e Logística da empresa, Cláudio Mastella.
“Essa métrica de monitoramento diária é fundamental, para manter a competitividade, e a variação em base anual serve para manter uma visão conjunta de que nossos preços seguem com flexibilidade no curto prazo, para poder praticar em alguns momentos, buscando maior competitividade, com margens mais baixas ou um pouco mais altas”, disse Mastella em entrevista coletiva virtual.
Sobre a frequência de reajustes de preços, Mastella lembrou que, no passado, a Petrobras praticou frequências muito baixas e muito altas de reajustes e hoje adota como pratica uma frequência intermediária, buscando alinhamento aos preços internacionais, preços competitivos, com reajustes em bases de frequência variável para “continuar competindo no mercado”.
No âmbito das exportações, Mastella confirmou que a expectativa da Petrobras está em torno de 713 mil barris hoje, mas disse que isso poderá ser reavaliado. “A revisão da nossa leitura de cenário, seja de preços, seja de demanda doméstica, seja de prêmios no mercado internacional, é feita o tempo todo, e isso faz com que se reavalie permanentemente o melhor uso do nosso petróleo”. Isso vale para o mercado interno e internacional, sublinhou.
Precificação
Mastella explicou que o ganho de participação da Petrobras no mercado de gasolina e diesel já vinha ocorrendo desde o segundo semestre do ano passado e faz parte da política mais agressiva de precificação em relação ao mercado, buscando um grande market share para estimular a utilização do parque de refino. Ele disse que o que aconteceu no primeiro trimestre do ano, com aumento da participação da empresa no mercado de diesel foi resultado da estratégia de preços e também da redução da importação de terceiros para o mercado brasileiro. “Este é um parâmetro que a gente monitora, buscando rentabilidade para a empresa, que é o objetivo maior”. A participação de terceiros demonstra que o mercado é competitivo, “que não somos os únicos atores desse mercado e que a formação de preços que praticamos é transparente e em consonância com o mercado internacional”.
Sobre o programa de redução de furtos em dutos da Petrobras, Mastella ressaltou que, de 2018 até agora, vem-w3 reduzindo o volume de produto furtado dos dutos, que era de 11 mil metros cúbicos para uma previsão, este ano, de menos de mil metros cúbicos de furtos. Ele destacou que, nesse caso, o maior problema não é econômico, mas de segurança para a operação do sistema, para as comunidades localizadas próximo às redes de dutos e para o meio ambiente. Os furtos, de modo geral, são feitos de maneira primitiva, gerando riscos ambientais e para a população, afirmou.
A Petrobras gastou no ano passado R$ 180 milhões para o sistema de proteção aos dutos e monitoramento das faixas. As denúncias podem ser feitas pelo número 168.
Dívida
O diretor financeiro e de Relacionamento com Investidores, Rodrigo Araújo, assegurou que, em termos de exposição econômica, a Petrobras tem neutralidade importante em relação ao dólar. “A exposição ao dólar não é relevante para fins de equilíbrio econômico da companhia”. A Petrobras alcançou resultados significativos no primeiro trimestre deste ano em termos de redução da dívida em dólar. “A companhia teve geração de caixa sólida”, afirmou. “Tivemos um fluxo de caixa livre de US$ 5,6 bilhões e entradas adicionais no valor de US$ 800 milhões”.
No período, a empresa teve também redução de alavancagem significativa. “A nossa dívida caiu US$ 4,6 bilhões”. A isso se somam mais R$ 3,2 bilhões de queda até o final de abril. Rodrigo Araújo disse que, na prática, a Petrobras segue fortemente engajada no atingimento da meta de dívida de US$ 67 bilhões para o final deste ano. Para 2022, a meta é reduzir ainda mais a dívida para US$ 60 bilhões.
Em termos de desinvestimento, Araújo informou que, de janeiro a maio deste ano, a Petrobras encerrou operações de desinvestimento no valor de US$ 2,5 bilhões e registrou entrada de caixa de US$ 500 milhões até agora. Ele admitiu que a pandemia do novo coronavírus impactou um pouco na questão de desinvestimento de ativos da companhia e disse a meta é encerrar o ano com maior número de processos da gestão de portfólio, mantendo o ritmo acelerado de venda.
Estão na lista de alienações para este ano as refinarias Isaac Sabbá, Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste, Alberto Pasqualini, Gabriel Passos, Abreu e Lima, Presidente Getúlio Vargas, além da Unidade de Industrialização de Xisto e Gaspetro.
Malha equatorial
Já o diretor de Exploração e Produção, Fernando Borges, afirmou que o trabalho desenvolvido pela companhia junto ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) está evoluindo bem e que há perspectiva de obter licença no início de 2022 para perfuração da foz do Amazonas, na chamada malha equatorial. A previsão é de furar pelo menos três poços exploratórios na Bacia Pará/Maranhão, foz do Amazonas e Barreirinhas (MA), a partir do final do ano que vem. A malha equatorial é considerada fronteira exploratória, e a Petrobras está “empenhando bastante estudo e dedicação no sentido de atender os requisitos ambientais para uma área sensvel como aquela, mas demonstrando que a gente pode fazer uma operação segura”.
Borges deixou claro que a estratégia de formar parcerias para atuar em águas profundas e ultraprofundas não foi abandonada. “A gente nunca pode esquecer que exploração é uma atividade de risco”. Na área do pré-sal acontece o mesmo: “não é bilhete premiado”. Para Borges, a beleza da parceria é que o sócio “vai sempre exigir que se faça o melhor projeto, tanto para explorar uma área como para desenvolver, e que se sai mais forte para uma atividade que é de risco”.
Na Bacia Sergipe e Alagoas, de águas profundas, a previsão é ter a Fase 3 aprovada em meados de 2022, “se tudo correr bem”. Nessa área, o diretor Exploração e Produção disse que a alternativa é escoar o produto para terra, via gasoduto, e entregar esse gás para o mercado brasileiro.
O diretor de Desenvolvimento da Produção, João Henrique Rittershaussen, completou que a Petrobras está aguardando os sócios do projeto para poder dar o visto final para ir a mercado.
